张宗辉

（中国石化华北油气分公司采气二厂，陕西 咸阳 712000）

0 引言

鄂尔多斯盆地东胜气田独贵气区主要以水平井开发为主，目前对于多段压裂水平井各段流体的产出规律和生产特征的认识还不明确。通过水平井产出剖面测试可以定量地描述水平井各层段流体的贡献能力，掌握不同层段流体各物性条件下的产出特征，针对不同出水部位提出下一步的天然气开发调控对策［1-5］。笔者主要针对水平井光纤产出剖面测井的应用实例，分析总结水平段的产出规律，建立流体贡献能力与储层物性、压裂参数的对应关系，掌握致密砂岩含水气藏水平段的产出特征，以期为进一步应用该技术评价独贵气区水平井各压裂段的天然气产出状况提供分析依据。

1 气田概况

东胜气田独贵气区位于泊尔江海子断裂带以南地区，构造单元上位于鄂尔多斯盆地的伊陕斜坡与伊盟隆起结合部，总体上为平缓的向南西倾斜的单斜形态，与区域构造背景相吻合。局部构造较为复杂，区内有乌兰吉林断裂，为一条走向近北东向、断面南倾的正断层，断距平面上变化不大，为10～30 m，局部发育低幅度鼻状隆起。其主力生产层位二叠系下石盒子组盒1段地层平均埋深为3 100 m，平均含气饱和度为52%，平均孔隙度为9.3%，平均渗透率为0.89 mD，属于特低孔隙度、超低渗透率储层。

2 开发现状

独贵气区2017年投入开发，主要以水平井开发为主，目前开井生产229口，平均套压为7.0 MPa，日产气量为335.5×104m3、日产液量为846.3 m3，液气比为2.5。其中，水平井开井173口，平均套压为7.0 MPa，平均单井日产气量为1.6×104m3、日产液量为4.1 m3；直井开井56口，平均套压为7.0 MPa，平均单井日产气量为0.95×104m3、日产液量为2.4 m3。

3 应用分析研究

3.1 测试井情况

水平井开采过程中的产出剖面测试是作为分析水平段产出特征的一种重要的动态监测手段，可以为生产动态分析和开发调整提供第一手资料［6-10］。在该气区选取了一口位于气藏中部的水平井进行光纤产出剖面测试。某水平井实钻水平段长1 200 m，钻遇砂岩长1 158 m，其中显示段砂岩长820 m，泥岩段长42 m。水平段主要钻遇中、粗砂岩以及细、粉砂岩，其中第5段钻遇部分泥岩（图1）。该井盒1段地层采用连续油管带底封分9段式液氮伴注加砂压裂后投产，压裂累计入地砂量为388.7 m3，入地液量为3 310.4 m3（表1）。投产后正常生产时油压为2.2 MPa，套压14.0 MPa，日产气量为2.57×104m3、日产水量为7.1 m3，阶段产气量为950×104m3。

表1 某井水平段参数统计表

图1 某水平井实钻轨迹图

3.2 测试解释结果

水平井产出剖面测试需要借助特殊的测井仪器输送工具实现仪器下井，同时还需要配套的测井工艺和特制仪器才能取全取准地层参数［11-12］。本次测试通过深度模型校正测试、3种工作制度测试、关井测试、DTS／DAS测试、井底压力计量等多种方法进行全井筒连续监测，全方位多角度地进行产出剖面的校正与解释［13-15］，科学合理性更强。测试完成后，结合所有的数据进行校正分析，解释出采气速度为2.5×104m3／d下的产气产水剖面。从产气剖面解释结果看，该井1、3、5、6段无产气量，其余5段均产气，其中第7段产气量最高，占总产量的32.7%；产水方面，第2、3、6段无产水，第8段产水量最高，占总产量的25.8%（图2）。分析认为，压裂段产气贡献大小依次为第7段、第9段、第2段、第8段、第4段，压裂段产水贡献大小依次为第8段、第7段、第5段、第1段、第9段、第4段。

图2 某水平井产出剖面测试结果图

3.3 参数对比分析

通过产气贡献与水平段实钻气测全烃含量值对比分析可知，产气贡献与全烃含量显示对应性较好，全烃含量显示较好的段，其产气贡献相对较高。为了进一步掌握水平井各生产层段产出状况与测井参数的对应关系，分别对泥质含量、孔隙度、渗透率、含气饱和度与产气贡献进行对比分析。通过多参数对比分析可知，各段产气贡献与泥质含量呈负相关性，泥质含量越高，说明储层物性越差，产气贡献越低。各段产气贡献与孔隙度、渗透率、含气饱和度存在正相关性，孔隙度、渗透率、含气饱和度越高，说明储层物性越好、含气性越好，产气贡献越大。储层产水贡献与孔隙度、渗透率、含气饱和度的对应关系并不明显（图3）。

图3 某水平井各压裂段产气贡献与储层参数对比关系图

3.4 产出剖面分析

1）第1至第3压裂段产出剖面分析。第1、2压裂段因连续油管遇阻，两段合计产气量占比为18.4%，产水量占比为16.5%。从地质特征分析和气测全烃含量显示看，第2段储层地质条件和后效显示均好于第1段，分析认为，产气贡献主要来自于第2段。第1段含水孔隙度波动幅度、泥质含量整体略高于第2段，第1段解释为气水同层，分析认为，产水主要由第1段贡献。第3段无产气产水贡献，该段测井解释自然伽马值有明显波动，有一定的气测全烃含量显示，从显示看略差于第2段，水力喷射位置并没有对准气测显示最好的位置，应该上移至泥质含量最低、气测显示最好的位置（图4）；从压裂施工规模和参数上与第2段接近，但产气贡献差异明显，分析该段裂缝延伸压力明显高于第2段，含水孔隙度较低，电阻率相对较高，说明在储层品质和物性上略差，加上生产压差的限制，导致产能贡献有限。

图4 某水平井第1段至第3段测井与气测综合图

2）第4至第6压裂段产出剖面分析。第4段产气贡献占比为11.3%，产水贡献占比为10.2%，该段测井解释含水孔隙度明显高于第3段，有一定的气测全烃含量显示，渗透率和含气饱和度相对较高，水力喷射位置对应泥质含量最低、气测显示最好的位置，且电阻率明显低于第3段；从压裂施工方面分析，压裂后期裂缝表现出良好的延伸和连通性，整体表现出储层物性相对较好的特点，取得了一定的改造效果。第5段无产气贡献，产水贡献占比为16.8%，该段测井解释为干层，含水孔隙度较高且波动较大，有少量的气测全烃含量显示，自然伽马值略高，黏土含量偏高，电阻率偏高，且部分井段穿行至盒1-3段上部非含气层，整体表现出地层含气性差；从压裂施工上反映出裂缝的基质滤失，整体表现出储层品质和物性一般，压裂施工中也无明显沟通天然裂缝的显示。第6段无产气产水贡献，该段自然伽马值有明显波动，无气测全烃含量显示，声波无波动、孔隙度较低、泥质含量相对较高，从气测显示和测井解释看为最差层段，且含水孔隙度较低，电阻率相对较高，该段储层物性一般（图5）；从施工规模和参数上进行了一定控制，改造效果一般，加上生产压差的限制，导致该段产能贡献有限。

图5 某水平井第4段至第6段测井与气测综合图

3）第7至第9压裂段产出剖面分析。第7段产气贡献占比为32.7%，产水贡献占比为19.5%。该段测井解释含水孔隙度明显高于前几段，孔隙度和声波时差值较大，气测全烃含量显示明显，水力喷射位置对应泥质含量最低、气测显示最好的位置，且电阻率明显低于第6段（图6）；从压裂施工方面分析得到裂缝延伸压力明显低于前几段，压裂后期裂缝表现出良好的延伸和连通性，有明显沟通天然裂缝的迹象，整体表现出储层品质和物性相对较好，取得了一定的改造效果，产气贡献最大。第8段产气贡献占比为12.0%，产水贡献占比为25.8%。从图6可知，该段部分井段钻遇并不好，但在射孔位置测井解释含水孔隙度明显较高，孔隙度波动和气测全烃含量显示明显，水力喷射位置对应泥质含量最低、气测显示最好的位置，电阻率较低；从压裂施工方面分析得到裂缝延伸压力和第7段接近，压裂后期裂缝表现出良好的延伸和连通性，整体表现出储层品质和物性相对较好，取得了一定的改造效果，产水贡献最大。第9段产气贡献占比为25.6%，产水贡献占比为11.1%。该段部分井段钻遇并不好，有上切至盒1-3段上部的趋势，但在射孔位置测井解释含水孔隙度明显较高，孔隙度波动和气测全烃含量显示明显，水力喷射位置对应泥质含量最低、气测显示最好的位置，电阻率较低（图6）；从压裂施工方面分析得到裂缝延伸压力和第8段接近，压裂后期裂缝表现出良好的延伸和连通性，整体表现出储层品质和物性相对较好。

图6 某水平井第7段至第9段测井与气测综合图

4 结论及建议

1）通过各压裂段产气产水贡献与测井解释参数的对比分析，产气量与孔隙度、渗透率、含气饱和度呈正相关性，与泥质含量呈负相关性；产水量与泥质含量呈正相关性，与其他参数的关系并不明显。

2）各压裂段均进行了压裂改造，通过参数对比，产气产水贡献能力与压裂工艺参数的相关性并不明显，各段入地液量和加砂量基本相当，且工艺模式相同，分析认为各层段的产出能力主要受储层物性的影响最大。

3）从水平井产出剖面测试结果来看，各压裂段贡献差异较大，测试结果与地质参数有一定的对应性。针对水平井各段的地质差异，建议选择测井自然伽马值相对较低、泥质含量低、气测全烃含量高、孔隙度相对较高、声波时差高、含气饱和度高的位置射孔，可以提高改造效果的针对性和有效性。